纵波-转换横波联合反演技术在页岩气藏勘探中的应用

袁书坤，陈开远，Bob A Hardage，冯志强，魏水建

(1.中国地质大学 能源学院，北京 100083；2.中国石化 国际石油勘探开发公司，北京 100083；3.美国德克萨斯大学奥斯汀分校 经济地质局，德克萨斯奥斯汀 78758；4.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

纵波-转换横波联合反演技术在页岩气藏勘探中的应用

袁书坤1,2，陈开远1，Bob A Hardage3，冯志强2，魏水建4

(1.中国地质大学 能源学院，北京 100083；2.中国石化 国际石油勘探开发公司，北京 100083；3.美国德克萨斯大学奥斯汀分校 经济地质局，德克萨斯奥斯汀 78758；4.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

近几年的页岩油气开发实践表明，页岩非均质性及水平井段的方位对页岩气单井产量、采收率及页岩气开采的经济性影响较大，而页岩非均质性主要受到天然微裂缝的影响。因此，开展页岩内天然微裂缝研究，寻找页岩储层“甜点”等是成功部署高产气井、提高页岩气开采经济效益的必然选择。基于美国阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩区的3C/3D高分辨率地震资料，利用快/慢速转换横波(PSV-1/PSV-2)反射时间厚度差法，对Marcellus地层的天然微裂缝发育带进行了探测。应用纵-转换横波(PP-PS)联合反演技术，结合联合反演密度、纵横波速度比(vP/vS)等组合属性参数，对天然微裂缝的开闭性及张性天然微裂缝孔隙空间的含气性分别进行了识别和检测，并利用实钻井资料对地球物理方法预测的页岩储层“甜点”(含气张性微裂缝)进行验证，取得较好效果。实际应用表明，纵-横波联合反演技术对于张性天然微裂缝的识别及含气性检测具有突出优势，能有效降低钻探风险。

转换横波；联合反演；微裂缝探测；含气性检测；Marcellus页岩

21世纪以来，随着水平钻井、水力分段压裂和微地震压裂监测等技术的快速发展及天然气价格逐渐回升，非常规致密砂岩、页岩油气藏的开采逐渐变得具有经济、可行性。北美Marcellus页岩气藏是页岩开发最为成功的案例之一。

页岩储层一般具有厚度薄、波阻抗低、天然裂缝带较发育和非均质性强等特点，天然裂缝发育与否对页岩油气藏的经济性至关重要，尤其体现在单井初始产量上[1]。近年来，转换横波(PS)地震资料在天然微裂缝探测方面的优势日益受到业内关注。

纵波(PP)是地层骨架、孔隙、孔隙流体及压力等特征的综合反映，而横波则主要与地层骨架、孔隙度、压力有关，但与孔隙流体性质和饱和度相关性不大。因此，综合利用纵波和横波信息对天然微裂缝较发育的页岩、致密砂岩等非常规油气层进行研究比单纯利用纵波会更加科学、有效[2]。美国德州大学经济地质局的EGL实验室、加拿大卡尔加里大学等在多波地震勘探技术的理论研究、实际应用方面积累不少成功经验，极大推进了该技术的工业化进程[3]。因此，我们基于美国Marcellus页岩的三维三分量(3C/3D)地震资料(炸药震源，单点三分量检波系统采集)，应用PSV-1/PSV-2方法实现了天然微裂缝探测，结合PP/PS联合反演密度、纵横波速度比(vP/vS)等组合属性分别对微裂缝性质及张性微裂缝的含气性进行识别和检测，并在钻、测井资料上得到了较好验证。

1 Marcellus页岩概况

Marcellus页岩地层位于北美阿勒格尼高原，埋深为610～2 600 m，厚度在15～90 m(自西南向北东方向逐渐变厚，图1)，分布面积约24.6×104km2，主要分布在俄亥俄、西弗吉尼亚、宾夕法尼亚及纽约南部。Marcellus黑色页岩形成于3.65亿年前比较重大的有机物沉积事件，以石英、粘土矿物或泥等细粒沉积为主，总有机碳含量(TOC)达3%～10%，最高可达20%[4]。在长期的挤压应力作用下，受压缩而形成，压缩层理结构较发育，故孔(Φ)、渗(K)性差(Φ<8%，K<0.001×10-3μm2)，释放油气的速率极慢，有机质含量丰富、脆性好，且岩层刚性强。随着温度、压力的增加，页岩内部的有机物质成熟度逐渐成熟，进而生成大量天然气，页岩中现存的天然气主要保存在天然微裂缝和孔隙中[5]。大约3亿年前，有机质成熟大量排烃从而形成天然气超压导致页岩形成了现今近ENE-WSW展布的J1裂缝带[6]；2.8亿年前，在地层超压和SE-NW向构造挤压应力的共同作用下形成NW-SE向展布的J2裂缝带，J2与J1近似垂直相交[7]。

Marcellus地层位于中泥盆统Hamilton群底部，岩性具三分性特征，包括区域稳定分布的上、下段富有机质页岩及中段薄层Cherry石灰岩(图1)。其中，Marcellus下段页岩位于三级层序界面/海进面(SB/TSE)之上，测井曲线上可见下部伽马值向上增加的海侵体系域(TST1)和上部伽马值向上递减海退体系域(RST1)，最高伽马测值处，即为最大洪泛面(MFS)；Marcellus上段页岩是另一个三级沉积层序，包括底部海退面(RSE)、以石灰岩为主体的相对较薄的海侵体系域(TST2)和较厚的海退体系域(RST2)[8-9]。

图1 阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩段典型电测特征及层序划分方案Fig.1 Typical Logging properties and sequeuce division scheme in Marcellus shale in the Appalachian BasinTST.海进体系域；RST.海退体系域；MRS.最大海退面；MFS.最大海泛面

1839年，地质家已在纽约马塞勒斯镇发现页岩露头[10-11]，但只到近几年，随着地质认识程度的不断加深、水平井钻完井技术的不断进步及地震勘探新方法的不断引入，Marcellus页岩才被认为是北美地区最大的页岩气藏。

2 多波地震技术天然微裂缝探测

2.1 PP及PS波标定及匹配

利用纵波(PP)及转换模波(PS)进行联合解释、反演时，须首先进行时间域的统一校正，通常是把PS波匹配到PP波的时间域。现行方法多用PP与PS波的波形相似性，经扫描得到速度比，从而实现PS波向PP波时间域的匹配[12]。此外，视情况还需进行波形、能量等信息匹配[13-15]。如图2所示，时间域统一后，Marcellus页岩基底之上的PS比PP波纵向分辨率要高很多(PP波主频约25Hz，PS波主频约40Hz)。因此，PP-PS联合反演方法应能有效提高反演的精度和准确性。

2.2 断层及裂缝简析

Marcellus页岩区内的主断层具有很好的纵向继承性，多数均贯穿了Marcellus页岩及下伏的Onondaga灰岩。现今水平最大构造主应力方向为ENE-WSW，主要断层走向为ENE-WSW和EW方向(图3a)，主要断层类型为逆断层和逆冲断层等。

图3 Marcellus地层天然微裂缝带分布Fig.3 Distribution map of natural micro-fractures in the Marcellus Formationa.Marcellus下段页岩；b.Marcellus上段页岩

图2 Marcellus页岩及以上层段合成记录标定及频谱分析结果Fig.2 Seismic synthetic record calibration and amplitude spectrum analysis of Marcellus shale and its overlying layersa.测井曲线；b.合成记录；c.PP波频谱分析；d.PSV-1波频谱分析

生产实践证明，Marcellus页岩的天然微裂缝对采出大规模的天然气至关重要，合理的水平井段方位对单井产能和产量影响巨大[16-17]。传统的裂缝探测方法包括AVA和VVA等。然而，因单纯应用了PP波资料，这些方法都存在较大不确定性[18]。鉴于此，本文采用快(PSV-1)慢(PSV-2)转换横波时间厚度差法进行裂缝非均质性横向预测。基于多个样点，通过分析PP反射时间及能量随方位角的变化关系，得出研究区内的PSV-1方位整体为N60E[19-20]，据此可从3C/3D体处理得到PSV-1及PSV-2数据体。因受裂缝带的影响，Marcellus页岩在PSV-1和PSV-2的反射时间厚度上会存在差异，通常认为时间厚度差负异常(低值)为裂缝的主要发育带[21]。根据负值或低值区(暖色)可识别出两套主要的天然裂缝带：其中，J1天然微裂缝带呈近ENE-WSW走向，J2天然微裂缝带呈NW-SE向展布(图3)。然而，因局部应力环境或裂缝密集带(J)方位改变从而影响了PSV-1方位，天然微裂缝发育带并非总显示为负时差异常。此外，J1展布方向与NE-SW断层走向存在相关性，但多被SE-NW逆冲的主断层切割(图3a)。因此，可以推断J1裂缝带形成时间较早，且裂缝成因主要为地层超压，而与后期的SE-NW向的逆冲构造应力关系不大。

3 PP-PS联合反演

3.1 联合反演可行性

传统PP波地震反演在油气勘探中曾发挥重大作用，但不能直接引入S波信息，故无法提供关键参数用于解决天然微裂缝、致密砂岩气藏等的勘探难题[22-23]。理论上，PP和PS波在岩石内的传播速度存在良好的线性相关[24]，PP波速度和地层密度也有着非常密切的关系[25]。Marcellus地层上、下段页岩均为富含有机质的泥岩，但下段页岩的有机质类型更好、有机质含量更丰富(TOC>10%)，成熟度更高(Ro>3%)[26]，且这种岩性特征几乎稳定分布于整个阿巴拉契亚盆地。因此，合理引入PS波信息，利用PP和PS波的内在联系进行PP-PS联合反演应可以提高地震反演的精度和可靠性，在本研究区具有可行性。

3.2 联合反演及页岩气储层“甜点”识别

基于可行性分析、PP-PS信息匹配、PSV-1/PSV-2天然微裂缝探测，再利用PP-PS波速度、密度模型等资料，我们获得了较理想的PP-PS联合反演结果。如图4所示，因受分辨率限制，传统的PP波反演虽然可以区分Marcellus地层的三分性，但细节过于粗糙，反演精度无法满足生产需求。然而，在PP-PS联合反演剖面上，不但能识别出Marcellus上、下段页岩及中间的Cherry石灰岩，而且可以刻画出Cherry灰岩薄互层的展布，岩性旋回等特征。此外，PP-PS联合反演波阻抗剖面上可明显看到Marcellus下段页岩的阻抗值低于上段页岩，这与上、下段页岩的有机质丰度特征完全吻合。反演效果差异大，可能有3个原因:①PP-PS联合反演可以直接、同时引入P波和S波信息；②PS波蕴含更为丰富的岩性、微构造等信息；③如图2，在Marcellus基底之上，PS(40Hz)比PP(25Hz)波地震资料具有更高的纵向分辨率。

图4 传统纵波反演与PP-PS联合反演对比剖面Fig.4 Correlation profiles of conventional PP inversion and PP-PS joint inversiona.常规PP波反演；b.PP-PS波联合反演

除波阻抗属性外，PP-PS联合反演还能提供纵横波速度比(vP/vS)、密度等组合属性[27]。生产及实验研究表明[28-32]：①岩层的vP/vS属性对地层岩性、储集空间内流体性质、流体饱和度等特征反应很敏感；②地震纵横波速度都随密度减小而降低，但横波降低幅度更大；③地震横波主要沿岩石骨架传播，与孔隙流体性质及变化关系不大；④纵波速度在遇到油气层时会显著减小，尤其在气层中；⑤高孔隙流体压力及裂缝发育带，尤其是后者，易引发高vP/vS比值。因而，我们可以得出以下推论：在天然微裂缝欠发育的页岩地层内(体积密度较均匀)，地震横波速度(vS)几乎不会有变化，而纵波速度(vP)可能因为页岩粒间孔隙的含气性而显著降低，从而可用vP/vS比值有效识别页岩气储层“甜点”。相反，在天然微裂缝发育的页岩层中，vS会明显降低(在某一特定裂缝带内，因破碎程度相似，可假定vS较低但相对稳定)，而vP则主要取决于裂缝的填充及结晶程度、裂缝孔隙中的流体性质及饱和度等。因此，在特定的天然微裂缝带分布区内，vP/vS比值也能很好的指示页岩气储层“甜点”。

地层密度本质上反应的是地层的电子密度，而电子密度相当于地层体积密度。随着有机质和烃类气体含量的增加将会使地层密度值变低；此外，天然张性微裂缝的发育，也会使地层密度测井值降低[33]。在岩性相对稳定分布的页岩范围内，地层密度能很好的反应粒(晶)间孔隙、张裂缝等的发育程度。因此，基于PP-PS联合反演密度属性，可以有效识区分PSV-1/PSV-2法所探测的天然微裂缝性质，即张裂缝(与现今水平最大主应力一致，结晶度较低)、闭合裂缝(充填、胶结程度较高或挤压缝合)[34]。

以Marcellus地层下段页岩为例，如图5a所示：PP-PS联合反演密度属性特征(测井上稳定页岩段密度为2.513 g/cm3)与PSV-1/PSV-2时间厚度差法预测的裂缝分布结果高度吻合性，尤其表现在裂缝预测的主体部位(图3a)；PSV-1/PSV-2方法预测的天然微裂缝分布带(暖色)在PP-PS联合反演密度属性图上表现为低值区(暖色)。两者局部差异可能与裂缝的充填、胶结程度、裂缝内的流体性质及饱和度、岩性纯度、应力环境、压实及地层压力等有关。因此，考虑到裂缝胶结的不完全性，基于PSV-1/PSV-2方法的微裂缝分布探测成果，结合PP-PS联合反演密度属性的平面特征，可以有效识别张性天然微裂缝带的分布范围(PSV-1/PSV-2时间厚度差、地层密度均为低值)。

基于张性天然微裂缝分布预测，结合PP-PS联合反演vP/vS组合属性特征(图5b，vP/vS低值区为可能的页岩气富集带)，可对张裂缝内的流体性质及丰度进行有效检测，进而可预测研究区内最有利的页岩气藏储层“甜点”(图5c)。在张性微裂缝带之外的高密度、低vP/vS区，可能是孔、渗性相对较差的致密孔隙(晶间、粒间)性页岩气储层。

3.3 预测效果分析

Calibration-1是3C/3D研究区内唯一的领眼井，其测井特征如下：①Marcellus下段页岩较上段具有相对高伽马、低密度的测井响应特征；②深、浅侧向电阻率曲线均有明显齿化特征，可能有裂缝发育的迹象；③深浅侧向电阻率值近乎相同，表明Marcellus的下段页岩具有超低孔低渗特征，稳定页岩段不易受到泥浆浸入影响；④地层电阻率最高仅为40 Ω·m(图1)，未见含气显示[35]；⑤裂缝欠发育页岩段的vP/vS均值约为1.56。因此，Calibration-1井应位于张裂缝分布范围内，但在页岩气富集区之外，故测井上有裂缝发育迹象但无明显气测显示。此外，据赞助方反馈，Calibration-1井北西方向水平井段(Cal-1st)的含气显示及气产量明显好于SE方向的水平井段(Cal-2st)。总之，Calibration-1的岩、电性特征与地球物理方法预测的结果高度吻合，这很好地验证了PSV-1/PSV-2方法裂缝探测结果及应用PP-PS联合反演方法进行天然微裂缝性页岩气储层“甜点”[36]预测的正确、可行性。

4 结束语

基于3C/3D地震资料，本文应用PSV-1/PSV-2时间厚度差法对Marcellus页岩的天然微裂缝分布进行预测，并结合PP-PS联合反演属性对裂缝性质、张裂缝含气性分别进行识别和检测，较好的展示了PP-PS联合反演技术的优越性，主要有以下认识：

1) PP-PS联合反演可直接、充分引入横波的岩性、微构造等信息，比传统的PP地震反演具有更高的纵、横向分辨率，有利于岩性识别和页岩气储层“甜点”的精细刻画。

2) 在岩性分布相对稳定的地区，PP-PS联合反演的密度、vP/vS等组合属性对天然微裂缝的开闭性识别、含气性检测等具较大优势。但是，该方法对地震解释及PP和PS信息匹配精度要求较高。

3) 裂缝性页岩储层的影响因素众多，联合反演分析应综合考虑多种地质、地物及地化参数(如应力环境、胶结程度、地震反射差异、流体性质及饱和度等)。

致谢:感谢Michael，Joseph和Dallas在访学工作中给予的帮助，感谢公司和部门领导对我赴美访学的支持，感谢审稿专家及编辑老师们的热心指导。

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(编辑 张亚雄)

Application of joint PP and PS inversion to the exploration of shale-gas reservoirs

Yuan Shukun1,2，Chen Kaiyuan1，Bob A Hardage3，Feng Zhiqiang2，Wei Shuijian4

(1.SchoolofEnergyResource,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;2.InternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation,SINOPEC,Beijing100083,China;3.BureauofEconomicGeology,UniversityofTexas,Austin,TX78758,USA；4.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China)

In recent years,the development of shale oil and gas shows that shale heterogeneity and lateral orientation have relatively great impacts on single well shale gas production,recovery factor and the economy of shale gas exploitation,and natural micro-fracture is the main factor resulting in shale heterogeneity.Accordingly,to carry out research on the natural micro-fractures and prediction of sweet spots within shale has become an inevitable choice for successful emplacement of high-yielding wells and improving economic benefits of shale gas exploitation.Based on the high resolution 3C/3D seismic data in Marcellus shale play within Appalachian Basin,North America,natural micro-fracture zone of Marcellus shale was predicted by means of fast and slow converted shear wave(PSV-1/PSV-2)integrated interpretation,then the open/closed fractures and gas-bearing property of extensional micro-fractures were separately identified and detected by utilizing combined attribute parameters like joint inversion density,velocity ratio of compressional and converted wave(vP/vS)extracted from joint inversion of compressional wave and converted shear wave(PP-PS).In addition,drilling data were used to verify the sweet spots predicted by geophysical method in Marcellus shale.Joint inversion technique(PP-PS) has outstanding advantages in natural extensional micro-fractures identification and gas-bearing detection，which can effectively reduce the drilling risk.

converted shear wave，joint inversion，micro-fracture detection，gas-bearing detection,Marcellus shale

2014-01-22;

2014-10-20。

袁书坤(1982—)，男，博士研究生、工程师，海外油气勘探地质管理、非常规油气、含油气盆地分析及层序地层学。E-mail：skyuan.sipc@sinopec.com。

美国能源安全合作研究组织项目(RPSEA-08122)。

0253-9985(2015)01-0168-07

10.11743/ogg20150122

P631.4

A